ธุรกิจโรงไฟฟ้าปี 2024 มีแนวโน้มขยายตัวตามความต้องการใช้ไฟฟ้า ในประเทศ ท่ามกลางความท้าทายด้านนโยบายโครงสร้างพลังงานและค่า Ft อุตสาหกรรมการผลิตไฟฟ้า (Power) ปี 2024 มีแนวโน้มขยายตัวตามความต้องการใช้ไฟฟ้าในประเทศ ท่ามกลางความท้าทายจากการปรับโครงสร้างพลังงานและค่า Ft ของรัฐบาล ขณะเดียวกัน พลังงานหมุนเวียนในไทยและทั่วโลกยังคงเติบโตจากการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนตามเป้าหมาย Net zero pathway และนโยบาย ESG ความต้องการใช้ไฟฟ้าในไทยยังคงเติบโตตามการเติบโตของเศรษฐกิจ โดยแนวโน้มไฟฟ้านอกระบบทยอยเพิ่มสัดส่วนมากขึ้น ส่วนหนึ่งมาจากการผลิตไฟฟ้าใช้เอง โดยเฉพาะในกลุ่มพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้คาดว่าการใช้ไฟฟ้าทั้งในและนอกระบบการไฟฟ้าจะขยายตัว 3.5%YOY ในปี 2024 และ 3.3%(CAGR) ในปี 2025-2027 ขณะที่ค่า Ft ของไทยมีทิศทางปรับลดลง หลังจากสูงขึ้นทำสถิติสูงสุดในช่วงต้นปี 2023 ทั้งนี้มีความเป็นไปได้ที่ Ft ของไทยในปี 2024 อาจอยู่ในระดับต่ำ หนุนให้ค่าไฟฟ้าอยู่ต่ำกว่า 4 บาทต่อหน่วย หากรัฐบาลยังคงให้เลื่อนการจ่ายคืนภาระหนี้คงค้าง (AF) ที่มีต่อ EGAT พร้อมกดดันให้ Pool gas price อยู่ในระดับต่ำ ด้วยการเพิ่มสัดส่วนปริมาณก๊าซในอ่าวไทยใน Pool gas ทั้งนี้การลดลงของค่า Ft อาจส่งผลต่อรายได้ของโรงไฟฟ้าในกลุ่มที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft เช่น โรงไฟฟ้าที่มีสัดส่วนลูกค้าอุตสาหกรรม (IU) สูง โรงไฟฟ้าที่มีสัญญา Private PPA และโรงไฟฟ้า SPP (Non-firm) อย่างไรก็ตาม ผลกระทบทางลบจากค่า Ft ที่ลดลง อาจถูกลดทอนลงและไม่รุนแรงเหมือนในปี 2022 เนื่องจาก Ft ที่ลดลงสอดคล้องไปกับต้นทุนพลังงานก๊าซที่ลดลง (แม้ว่าต้นทุนก๊าซธรรมชาติอาจมีความเสี่ยงจากปัญหา Geopolitics บ้างในระยะสั้น) สำหรับแนวโน้มในระยะกลาง การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลมีความเสี่ยงที่จะถูกกดดันมากขึ้นจากกระแสการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) เช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มีประสิทธิภาพต่ำ ทำให้ธุรกิจโรงไฟฟ้าพลังงานฟอสซิลอาจต้องปรับตัวให้สอดคล้องกับกระแสของโลก รวมถึงสอดรับไปกับแนวทาง Thailand Taxonomy1 ที่เริ่มดำเนินการในกลุ่มพลังงานไปแล้ว ความท้าทายของธุรกิจผลิตไฟฟ้าที่ต้องจับตา 1. ปัจจัยเสี่ยงที่อาจส่งผลกระทบต่อค่า Ft โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft อาทิ a) นโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล โดยเฉพาะการปรับโครงสร้างก๊าซธรรมชาติและการเก็บ AF เพื่อชำระคืนหนี้ให้แก่ EGAT เร็วกว่าที่คาด b) ราคาก๊าซโลกที่ไม่ทยอยลดลงตามที่คาดการณ์ จากเหตุการณ์ที่ไม่คาดคิดต่าง ๆ โดยเฉพาะความเสี่ยงจาก Geopolitical เช่น ความขัดแย้งในอิสราเอล-ปาเลสไตน์ เป็นต้น c) ค่าเงินบาทที่อาจอ่อนกว่าคาด ซึ่งจะกระทบต้นทุนการนำเข้าก๊าซ 2. แผน PDP ใหม่ ที่คาดว่าจะเผยแพร่ภายในปี 2024 โดยเฉพาะการเปลี่ยนแปลงใน Energy mixed ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งอาจมีการเพิ่มสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนสำคัญอย่าง พลังงานแสงอาทิตย์มากขึ้น เป็นต้น แนวโน้มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทย การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยยังมีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพาะในกลุ่มนอกระบบการไฟฟ้า (ช่วง 10 ปีที่ผ่านมาปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากทั้งในและนอกระบบการไฟฟ้าขยายตัวราว 17% ต่อปี และในปี 2023 คาดว่าจะขยายตัวได้ต่อเนื่องที่ 12%) ปัจจัยสำคัญมาจากการเติบโตอย่างก้าวกระโดดของกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งจากกลุ่มที่ผลิตเพื่อขายลูกค้าโดยตรง (Private PPA) และกลุ่มที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง แนวโน้มในระยะข้างหน้า คาดว่าจะยังเติบโตได้ต่อเนื่อง หากพิจารณาจากแผน PDP ใหม่ที่คาดว่าจะเปิดเผยในปี 2024

1. SCB EIC Industry insight
POWER
OVERVIEW
อุตสาหกรรมโรงไฟฟ้าปี 2024 เติบโตสอดรับไปกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ฟื้นตัว
ตามเศรษฐกิจ ท่ามกลาง Ft ที่มีแนวโน้มลดลงจากปัจจัยด้านนโยบายรัฐ ในระยะกลาง
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเติบโตได้ดี ตามแรงหนุน ESG & Net zero pathway
Oct 2023

2. The information contained in this report has been obtained from sources believed to be reliable. However, neither we nor any of our respective affiliates, employees or representatives make any representation or warranty, express or implied, as
to the accuracy or completeness of any of the information contained in this report, and we and our respective affiliates, employees or representatives expressly disclaim any and all liability relating to or resulting from the use of this report or
such information by the recipient or other persons in whatever manner.
Any opinions presented herein represent our subjective views and our current estimates and judgments based on various assumptions that may be subject to change without notice, and may not prove to be correct.
This report is for the recipient’s information only. It does not represent or constitute any advice, offer, recommendation, or solicitation by us and should not be relied upon as such. We, or any of our associates, may also have an interest in
the companies mentioned here in.
Contents
Executive summary หน้า 03
ความต้องการไฟฟ้าของไทย
และนโยบายด้านไฟฟ้าของรัฐ
หน้า 05
SCB EIC Industry insight : Power overview
โครงสร้าง Pool gas
และแนวโน้มค่า Ft จาก
นโยบายรัฐ
หน้า 09
โอกาสของไทยจากการ
ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
Renewable Energy (RE)
หน้า 15
ประเด็น ESG เป็นแรงกดดัน
ให้โรงไฟฟ้าปรับตัว
หน้า 24
โอกาสจาก Green
(Sustainable) Bond
& Loan และ มาตรการ
Thailand Taxonomy
ระยะที่ 1
หน้า 29

3. 3
SCB EIC Industry insight : Power overview
Key summary
ความต้องการใช้ไฟฟ้าในไทยยังคงเติบโตตามการเติบโตของเศรษฐกิจ โดยแนวโน้มไฟฟ้านอกระบบทยอยเพิ่มสัดส่วนมากขึ้น ส่วนหนึ่งมาจากการผลิตไฟฟ้าใช้เอง โดยเฉพาะในกลุ่ม
พลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้คาดว่าการใช้ไฟฟ้าทั้งในและนอกระบบการไฟฟ้าจะขยายตัว 3.5%YOY ในปี 2024 ขณะที่ค่า Ft ของไทยมีทิศทางปรับลดลงมาต่อเนื่องหลังจากขึ้นไปทาสถิติสูงสุด
ในช่วงต้นปี 2023 ทั้งนี้มีความเป็นไปได้ที่ Ft ของไทยในปี 2024 อาจอยู่ในระดับต่า หนุนให้ค่าไฟฟ้าอยู่ต่ากว่า 4 บาทต่อหน่วย หากรัฐบาลยังคงให้เลื่อนการจ่ายคืน AF พร้อมกดดันให้
Pool gas price อยู่ในระดับต่า ด้วยการเพิ่มปริมาณ Gulf gas โดยการลดลงของค่า Ft คาดว่าจะส่งผลต่อรายได้ของโรงไฟฟ้าที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft เช่น IU & Private PPA, SPP
(Non-firm) แต่ผลกระทบจะถูกลดทอนลงและไม่รุนแรงเหมือนในปี 2022 เนื่องจาก Ft ลดลงสอดคล้องกับต้นทุนพลังงานก๊าซที่ลดลง (แม้ระยะสั้นจะเผชิญความเสี่ยงจาก 1. Geopolitics
โดยเฉพาะจากเหตุการณ์อิสราเอล-ปาเลสไตล์ ส่งผลกระทบต่อราคาก๊าซโลกอาจไม่ทยอยลดลงตามคาด ทั้งนี้หากราคา JKM เพิ่มขึ้นมากกว่าคาดในทุก 1 ดอลลาร์สหรัฐ/mmBTU
อาจส่งผลให้ค่า Ft เพิ่มขึ้นจากคาดการณ์เดิมราว 2-3 สตางค์/หน่วย และ 2. ค่าเงินบาทที่อาจอ่อนค่ากว่าคาด ซึ่งจะกระทบต่อต้นทุนการนาเข้าก๊าซเพื่อนามาใช้ผลิตไฟฟ้า)
แนวโน้มในระยะกลาง (ปี 2025-2027) ความต้องการใช้ไฟฟ้ายังมีแนวโน้มเติบโตเฉลี่ยอยู่ที่ 3.3% ต่อปี (CAGR) หนุนธุรกิจโรงไฟฟ้า อย่างไรก็ดี กลุ่มโรงไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิล
มีความเสี่ยงที่จะถูกกดดันมากขึ้น จากกระแสการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มีประสิทธิภาพต่า ที่ต้องปรับตัวให้สอดคล้องกับ
กระแสของโลก รวมถึงสอดรับไปกับแนวทาง Taxonomy ที่เริ่มดาเนินการในกลุ่มพลังงานแล้ว
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยยังมีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพาะในกลุ่มนอกระบบการไฟฟ้า (ช่วง 10 ปีที่ผ่านมาปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากทั้งในและนอกระบบการไฟฟ้า
ขยายตัวราว 17% ต่อปี และในปี 2023 คาดว่าจะขยายตัวได้ต่อเนื่องที่ 12%) ปัจจัยสาคัญมาจากการเติบโตอย่างก้าวกระโดดของกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งจากกลุ่มที่ผลิตเพื่อขาย
ลูกค้าโดยตรง (Private PPA) และกลุ่มที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง แนวโน้มในระยะข้างหน้า คาดว่าจะยังเติบโตได้ต่อเนื่อง หากพิจารณาจากแผน PDP ใหม่ที่คาดว่าจะเปิดเผยในปี 2024
กาลังการผลิตของกลุ่มแสงอาทิตย์และพลังงานลมเพิ่มขึ้นอย่างมากจากแผนเดิม (PDP2018Rev1) ขณะที่การผลิตไฟฟ้าจาก Biomass/Gas/Waste มีข้อจากัดในการเติบโต
เนื่องจากในปัจจุบันวัตถุดิบที่นามาผลิตไฟฟ้าสามารถนาไปใช้ในอุตสาหกรรมอื่น ๆ ที่มีมูลค่าสูงกว่าได้ ผนวกกับราคารับซื้อไฟ PPA ยังไม่จูงใจ
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในต่างประเทศก็มีโอกาสเติบโต ทั้งพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลม (ส่วนหนึ่งมาจากเป้าหมายการลด GHG และ Net zero pathway
ของหลายประเทศทั่วโลก) ซึ่งอาจเป็นโอกาสสาหรับผู้ประกอบการไทยในการลงทุนในตลาดต่างประเทศ เช่น อินเดียสาหรับกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ เวียดนามและไต้หวันสาหรับกลุ่ม
พลังงานลม เป็นต้น

4. 4
SCB EIC Industry insight : Power overview
Key summary
ESG ISSUE ของโรงไฟฟ้าจะมุ่งเน้นไปที่ประเด็นด้านสิ่งแวดล้อม (Environment) เนื่องจากความต้องการไฟฟ้าที่เติบโตอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้มีการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นด้วย
ซึ่งในปัจจุบันพลังงานที่ใช้ผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล และยังมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตไฟฟ้าทั่วโลกมากถึง 31% ขณะที่ไทยมีสัดส่วนการปล่อยก๊าซ
เรือนกระจกจากการผลิตไฟฟ้าประมาณ 24% ทั้งนี้จากแรงกดดันด้านสิ่งแวดล้อมนามาสู่เป้าหมาย Net zero emission ทั่วโลกรวมถึงประเทศไทย ทาให้ผู้ผลิตไฟฟ้าในไทยได้มีการ
ปรับตัวให้การผลิตไฟฟ้ามีการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และยกเลิกการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน รวมไปถึงการนาเทคโนโลยีใหม่ ๆ
มาใช้ประกอบการผลิตไฟฟ้าในช่วงการเปลี่ยนผ่าน เช่น CCUS, Low-carbon hydrogen และ Ammonia, Energy storage system, Fuel cell และ Nuclear เป็นต้น
ภาคการเงินทั่วโลกและไทยตอบรับนโยบาย ESG โดยส่งเสริม Green (Sustainable) Bond & Loan ให้กับโครงการพลังงานหมุนเวียน และนา Taxonomy มาใช้สาหรับการจัดกลุ่ม
กิจกรรมที่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างจริงจัง โดยไทยได้เริ่มนา Thailand Taxonomy ระยะที่ 1 มาใช้แล้วในภาคการขนส่ง และภาคการผลิตไฟฟ้า
ESG

5. ความต้องการไฟฟ้าของไทยและนโยบายด้านไฟฟ้าของรัฐบาล
ความต้องการใช้ไฟฟ้าในไทยยังคงเติบโตตามการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ โดยปริมาณการใช้ไฟฟ้า (ในและนอกระบบการไฟฟ้า) ในปี 2024 ขยายตัว 3.5%YOY ทั้งนี้การไฟฟ้านอกระบบทยอย
เพิ่มสัดส่วนมากขึ้น โดยเฉพาะการผลิตไฟฟ้าใช้เองจากพลังงานหมุนเวียน ขณะที่ค่า Ft ของไทยคาดว่าจะมีแนวโน้มลดลง (หลังจากเพิ่มขึ้นทาสถิติสูงสุดในช่วงต้นปี 2023) ตามปัจจัยสาคัญ
จากนโยบายรัฐ ท่ามกลางราคาก๊าซธรรมชาติในระยะกลางที่ทยอยลดลง (แม้ระยะสั้นจะเผชิญความเสี่ยงด้าน Geopolitics) ในระยะกลาง (ปี 2024-2027) ความต้องการใช้ไฟฟ้า
ยังมีแนวโน้มเติบโตอยู่ที่เฉลี่ย 3.3% ต่อปี (CAGR) หนุนธุรกิจโรงไฟฟ้า อย่างไรก็ดี การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลมีความเสี่ยงที่จะถูกกดดันมากขึ้นจากเส้นทาง
การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) ของโลก รวมถึงไทย เช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มีประสิทธิภาพต่า

6. 6
SCB EIC Industry insight : Power overview
ความต้องการไฟฟ้าในไทยเติบโตอย่างต่อเนื่อง คาดว่าในปี 2024 จะขยายตัว 3.5% ขณะที่ค่า Ft มีทิศทางปรับ
ลดลงจากการแทรกแซงของภาครัฐ
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team
• ความต้องการใช้ไฟฟ้าในไทยยังคงเติบโตตามการเติบโตของเศรษฐกิจ
โดยแนวโน้มไฟฟ้านอกระบบทยอยเพิ่มสัดส่วนมากขึ้น ส่วนหนึ่งมาจากการผลิต
ไฟฟ้าใช้เอง โดยเฉพาะในกลุ่มพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้คาดว่าการใช้ไฟฟ้าทั้งใน
และนอกระบบการไฟฟ้าจะขยายตัว 3.5%YOY ในปี 2024
• ค่า Ft ของไทยมีทิศทางปรับลดลงมาต่อเนื่องหลังจากขึ้นไปทาสถิติสูงสุด
ในช่วงต้นปี 2023 ผลจากราคาพลังงานโลกที่ทยอยลดลงและการเข้ามาดูแล
ค่าไฟฟ้าของภาครัฐ ทั้งนี้มีความเป็นไปได้ที่ Ft ของไทยในปี 2024 อาจอยู่ในระดับต่า
หนุนให้ค่าไฟฟ้าอยู่ต่ากว่า 4 บาทต่อหน่วย หากรัฐบาลยังคงให้เลื่อนการจ่ายคืน
AF พร้อมกดดันให้ Pool gas price อยู่ในระดับต่า ด้วยการเพิ่มปริมาณ Gulf gas
(ซึ่งเป็นแหล่งก๊าซราคาถูก)
• การลดลงของค่า Ft อาจส่งผลต่อรายได้ของโรงไฟฟ้าในกลุ่มที่รายได้อ้างอิงกับ
ค่า Ft เช่น IU & Private PPA, SPP (Non-firm) และโรงไฟฟ้า RE บางสัญญา
อย่างไรก็ตาม ผลกระทบจะถูกลดทอนลงและไม่รุนแรงเหมือนในปี 2022
เนื่องจาก Ft ที่ลดลงสอดคล้องไปกับต้นทุนพลังงานก๊าซที่ลดลงจากช่วงปี 2022
(แม้ระยะสั้นจะเผชิญความเสี่ยงด้าน Geopolitics โดยเฉพาะจากเหตุการณ์
อิสราเอล-ปาเลสไตล์)
• แนวโน้มในระยะกลาง (ปี 2025-2027) ความต้องการใช้ไฟฟ้ายังมีแนวโน้ม
เติบโตเฉลี่ยอยู่ที่ 3.3% ต่อปี (CAGR) หนุนธุรกิจโรงไฟฟ้า แต่การผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานฟอสซิลมีความเสี่ยงที่จะถูกกดดันมากขึ้นจากกระแสการพยายาม
ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งอาจส่งผลต่อการเติบโตของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม
ดั้งเดิม โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าถ่านหิน และอาจยังรวมถึงโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มี
ประสิทธิภาพต่าหรือมีการปล่อย GHG สูง อาจต้องปรับตัวในสอดคล้องกับกระแส
ของโลก รวมถึงสอดรับไปกับแนวทาง Taxonomy ที่เริ่มดาเนินการในกลุ่ม
พลังงานแล้ว
ภาพรวมภาวะธุรกิจ ปริมาณการใช้ไฟฟ้าของไทยรายปี
หน่วย : GWh
ประเด็นสาคัญที่จะส่งผลต่อภาวะธุรกิจ
(Key themes to monitor)
• นโยบายด้านพลังงานของรัฐบาลไทย ซึ่งอาจมี
ผลกระทบต่อค่า Ft และต้นทุนก๊าซเพื่อการผลิตไฟฟ้า
อาทิ การปรับโครงสร้างก๊าซธรรมชาติ และการ
แก้ปัญหาหนี้ของ EGAT (AF) ที่รอการชาระคืน
• แผน PDP ใหม่ ที่คาดว่าจะเผยแพร่ภายในปี 2024
โดยเฉพาะการเปลี่ยนแปลงใน Energy mixed
ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
• นโยบายและแผนการดูแลการปล่อย GHG
ของทั้งโลกและไทย
• ความเสี่ยง Geopolitical ที่อาจส่งผลต่อราคาก๊าซ
ธรรมชาติ ซึ่งอาจกระทบต้นทุนของโรงไฟฟ้าจากก๊าซ
192,960
187,046
190,468
197,256
203,546
210,411
217,314
224,243
231,187
36,167
35,086
36,281
37,797
39,339
40,907
42,497
34,171
2025F
2019
33,281
2021
2020 2022 2023E 2024F 2026F 2027F
2.5% 3.2% 3.5%
3.3%
นอกระบบ (IPS & SPP/VSPP direct) ในระบบ 3 การไฟฟ้า
กลุ่มโรงไฟฟ้าที่อาจได้รับผลกระทบ
จากประเด็นสาคัญข้างต้น
• โรงไฟฟ้าในกลุ่มที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft เช่น IU &
Private PPA, SPP (Non-firm) โดยเฉพาะกลุ่มที่ใช้
ก๊าซ เนื่องจากความเสี่ยง Geopolitical อาจกดดัน
ราคาก๊าซที่เป็นต้นทุนหลัก
• การปรับตัวด้านสิ่งแวดล้อมของโรงไฟฟ้ากลุ่มฟอสซิล
โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าถ่านหิน
Power demand and policy

7. 7
SCB EIC Industry insight : Power overview
ความต้องการใช้ไฟฟ้าในไทยยังคงเติบโตตามเศรษฐกิจ โดยแนวโน้มการใช้ไฟฟ้านอกระบบทยอยเพิ่มสัดส่วน
มากขึ้น ส่วนหนึ่งมาจากการผลิตไฟฟ้าใช้เอง โดยเฉพาะในกลุ่มพลังงานหมุนเวียน
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และ EPPO
เศรษฐกิจที่กลับมาเร่งตัวช่วยหนุนความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยรวม
หน่วย : อัตราการขยายตัว % ต่อปี
2.5 3.2 3.5
-10
-5
0
5
10
2012 2013 2015
2014 2018
2016 2019
2017 2020 2021 2022 2023E 2024F
ปริมาณการใช้ไฟฟ้า (ระบบ 3 การไฟฟ้า + นอกระบบ)
อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจไทย
• ปริมาณการใช้ไฟฟ้าในไทยอยู่ในช่วงฟื้นตัว กลับมาขยายตัวใกล้เคียงค่าเฉลี่ยในช่วงก่อน
COVID-19 (2015-2019 ขยายตัวเฉลี่ย 3.6%) สอดรับกับการขยายตัวของเศรษฐกิจที่คาดว่า
จะกลับมาขยายตัวได้ดีเกิน 3% ต่อปี ท่ามกลางแรงหนุนจากภาวะอากาศที่มีแนวโน้มร้อนขึ้น
จากในอดีต โดยคาดว่าปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากทั้งระบบของ 3 การไฟฟ้าและนอกระบบในปี
2024 จะขยายตัวได้ดีที่ 3.5% ต่อปี ซึ่งเป็นการขยายตัวดีทั้งจากระบบของ 3 การไฟฟ้า (+3.4%)
และนอกระบบ
• การไฟฟ้านอกระบบ1/ มีแนวโน้มเพิ่มบทบาทมากขึ้นนับตั้งแต่ปี 2018 ต่อเนื่องจนถึงปัจจุบัน
ซึ่งเป็นผลจากทั้งกลุ่มที่ผลิตเพื่อขายลูกค้าโดยตรง (Private PPA) และกลุ่มที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง
โดยเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RE) ที่มีแนวโน้มเติบโตดี (CAGR2022/2017 =
15% ต่อปี vs. 6% สาหรับนอกระบบทั้งหมด) ส่วนหนึ่งมาจากการเติบโตอย่างก้าวกระโดด
ของกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ (CAGR2022/2017 = 139% ต่อปี) สอดรับไปกับกระแส
ความต้องการใช้พลังงานสะอาด ผนวกกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ที่ถูกลง
การใช้ไฟฟ้านอกระบบมีสัดส่วนเพิ่มขึ้นจากการผลิตเพื่อใช้เองเป็นสาคัญ
หน่วย : % ของปริมาณการใช้ไฟฟ้าทั้งหมด นับรวมจากระบบ 3 การไฟฟ้าและนอกระบบ1/ (IPS & SPP/VSPP direct)
63%
ใช้ในกิจการ/
ใช้ผลิตไฟฟ้า 30%
70%
2011
64%
36%
2015
37%
2019
61%
39%
2022
61%
39%
7M2023
ขายลูกค้าโดยตรง
10.38
11.37
15.13
15.04 15.10
86% 90%
73% 71% 67%
14% 10%
27% 29% 33%
Fossil
2015
2011 7M2023
RE
2019 2022
หมายเหตุ : 1/ ข้อมูลเฉพาะโรงไฟฟ้า IPS/SPP
(Direct)/VSPP (Direct) ที่มีขนาดมากกว่า 1 เมกะวัตต์
โดย IPS คือ Independent power supply หรือ
โรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองและ/หรือขายตรง
ที่เชื่อมต่อกับระบบของ 3 การไฟฟ้า (รวม SPP นอก
สัญญา (Install capacity-contract capacity)) เช่น
พลังงานแสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ความร้อน
เหลือทิ้ง โรงไฟฟ้า Cogeneration เป็นต้น
Power demand and policy

8. 8
SCB EIC Industry insight : Power overview
ค่า Ft ของไทยมีทิศทางปรับลดลงมา หลังจากเพิ่มขึ้นทาสถิติสูงสุดในช่วงต้นปี 2023 ผลจากราคาพลังงาน
ที่ทยอยลดลง และมีแนวโน้มอยู่ในระดับต่าจากการเข้ามาแทรกแซงค่า Ft ของภาครัฐ
หมายเหตุ : 1/ ค่าไฟฟ้าที่ถูกคานวณจาก Base tariff + Ft โดย Base tariff ที่ใช้เป็นตัวเลขตามประกาศใน Ft Hearing งวดเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023 ที่ 3.7811 บาท/หน่วย 2/ FAC-Ft ในเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023 เป็นต้นที่ได้จาก ERC Hearing ณ วันที่ 26 ก.ค. 2023
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team & FM team
Ft มีแนวโน้มลดลงตามต้นทุนพลังงาน ขณะที่ภาระต้นทุนคงค้าง (AF) ยังคงรอการชาระคืน
หน่วย : สตางค์/หน่วย • ค่า Ft ในช่วงที่ผ่านมาในปี 2023 ปรับตัวลดลง สอดคล้องไปกับต้นทุนราคาก๊าซฯ อย่างไรก็ตาม
ในช่วงปี 2021-2022 ที่ราคาก๊าซโลกปรับตัวสูงขึ้นมาก ท่ามกลางการปรับขึ้นของค่า Ft ที่ช้ากว่าต้นทุน
ก๊าซ ทาให้ EGAT ต้องแบกรับต้นทุนดังกล่าวไว้จนเมื่อสิ้นปี 2022 ภาระต้นทุนคงค้าง (AF) มีสูงถึง
1.5 แสนล้านบาท ก่อนที่จะทยอยลดลงอย่างช้า ๆ ณ สิ้นเดือน ส.ค. ที่คาดว่าจะอยู่ที่ราว 1.2 แสน
ล้านบาท จึงเป็นเหตุผลที่ค่า Ft ในงวดเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023 (ตามประกาศ ณ วันที่ 26 ก.ค. 2023)
จึงยังอยู่ในระดับสูงที่ 0.67 บาท/หน่วย โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องจ่ายคืนค่า AF อยู่ราว 0.38 บาท/หน่วย
(และคาดว่าจะต้องจ่ายคืน AF ราว 0.34 บาท/หน่วย ไปจนถึงเดือน เม.ย. 2025)
• ภายหลังการเข้ามาของรัฐบาลเศรษฐา ส่งผลให้ภาครัฐปรับลดค่า Ft ลง เพื่อหนุนให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย
ในงวดเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023 ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.99 บาท/หน่วย พร้อมทั้ง 1. ปรับลด Pool gas
price ในช่วงเวลาเดียวกัน ซึ่งเรียกเก็บจากกิจการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่เฉลี่ย 305 บาท/mmBTU จากเดิมซึ่ง
อยู่ที่เฉลี่ย 323 บาท/mmBTU (ตามประกาศ ERC hearing) และ
2. เลื่อนการชาระคืนค่า AF ออกไปก่อน
(AF สะสม -150 bn THB)
EGAT รับต้นทุนไว้
15 bn THB
18 bn THB
91
21
-50
0
50
100
150
200
May
Sep
Ft
ขายปลี
ก
(สตางค์
/
หน่
ว
ย)
Jan23
Jan21 Sep
May Jan22
138 (ครัวเรือน = 93 ภาคธุรกิจ = 155)
May Sep
FAC-Ft จริงตามต้นทุนพลังงาน Ft ขายปลีก-จัดเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า (เฉลี่ยครัวเรือนและธุรกิจ)
(AF สะสม -120 bn THB) ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย
3.99 บาท/หน่วย
0
200
400
600
800
0
15
30
45
60
Sep
JKM
(USD/mnBTU)
Pool
gas
price
(THB/mnBTU)
May May
Jan21 Jan22
Sep Jan23 May Sep
Pool gas price (THB/mnBTU) JKM (USD/mnBTU)
2/
4.45 บาท
(Ft 0.67)
การเปลี่ยนแปลงค่าไฟฟ้า1/ และค่า Ft ของงวดเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023
4.10 บาท
(Ft 0.32)
3.99 บาท
(Ft 0.21)
20 Sep 2023
(มติ ครม.)
13 Sep 2023
(มติ ครม.)
26 Jul 2023
(From hearing)
ประกาศเมื่อ
Power demand and policy

9. 9
SCB EIC Industry insight : Power overview
โครงสร้าง Pool Gas
และแนวโน้มค่า Ft จากนโยบาย
รัฐบาล
Ft ของไทยมีทิศทางปรับลดลง หลังจากเพิ่มขึ้นทาสถิติสูงสุดในช่วงต้นปี 2023 และเป็นไปได้ที่
Ft ของไทยในปี 2024 อาจอยู่ในระดับต่า และหนุนให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ต่ากว่า 4 บาทต่อหน่วย
หากรัฐบาลยังคงให้เลื่อนการจ่ายคืนภาระต้นทุนคงค้าง (AF) พร้อมกดดันให้ Pool gas price
อยู่ในระดับต่า ด้วยการเพิ่มสัดส่วนก๊าซจากแหล่งอ่าวไทยมากขึ้นใน Pool gas ทั้งนี้การลดลง
ของค่า Ft อาจส่งผลต่อรายได้ของโรงไฟฟ้าในกลุ่มที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft เช่น IU & Private
PPA, SPP (Non-firm) แต่ผลกระทบจะถูกลดทอนลงและไม่รุนแรงเหมือนในปี 2022 เนื่องจาก
Ft ที่ลดลงสอดคล้องไปกับต้นทุนพลังงานก๊าซที่ลดลง (แม้มีความเสี่ยงต้นทุนเพิ่มขึ้นในช่วงสั้น)

10. 10
SCB EIC Industry insight : Power overview
ก๊าซธรรมชาติสาหรับผลิตไฟฟ้าในไทยมีราคาลดลงต่อเนื่อง แต่ยังมีความผันผวนในระยะสั้น ซึ่งอาจกดดันราคา
Pool gas ในประเทศ
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team
Natural gas price (JKM) และ Pool gas price
0
200
400
600
800
0
15
30
45
60
Jul Jul
JKM
(USD/mnBTU)
Pool
gas
price
(THB/mnBTU)
Jan21
Jul
Jan20
Jan19 Jul Jan22 Jan23 Sep
Pool gas price (THB/mnBTU)
JKM (USD/mnBTU)
ความเคลื่อนไหวของตลาดก๊าซธรรมชาติ JKM มีผลต่อราคา Pool gas ในประเทศไทย
• ราคา Japan Korea Marker (JKM) ปี 2023 ลดลงสอดคล้องกับราคาก๊าซ Henry hub และ
TTF gas หลังจากผ่านช่วงความกังวลเรื่องวิกฤต Supply จากเหตุการณ์รัสเซีย-ยูเครน ที่ทาให้
ผู้นาเข้ามีการทาสัญญาระยะยาวเพิ่มขึ้นจากความกังวลเรื่องความไม่แน่นอนทางด้านเศรษฐกิจ
ในฝั่งผู้ผลิต อย่างไรก็ดี ช่วงปลายปี 2023 ราคา JKM กลับมาสูงขึ้นจากความต้องการพลังงาน
ในช่วงหน้าหนาว ประกอบกับการกลับมาใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
ตามปกติ
• ราคา Japan Korea Marker (JKM) ปี 2024-2027 อยู่ในทิศทางทยอยลดลงจากช่วง Peak
ในปี 2022 แต่คาดว่ายังคงสูงกว่ากรอบราคาเดิมก่อนวิกฤตพลังงาน (สูงกว่าปี 2019) ส่วนหนึ่ง
มาจากความต้องการพลังงานโดยเฉพาะประเทศในทวีปเอเชีย (อย่างไรก็ตาม ในระยะสั้นตลาด
JKM เผชิญความเสี่ยงด้าน Geopolitics โดยเฉพาะจากเหตุการณ์อิสราเอล-ปาเลสไตล์ ซึ่งอาจ
กระทบต่อแนวโน้มราคา JKM ในบางช่วงเวลา ทั้งนี้ยังคงติดตามความเสี่ยงดังกล่าวจะยืดเยื้อ
และกระทบตลาดก๊าซธรรมชาติเป็นวงกว้างหรือไม่)
นัยต่อ Pool gas ในประเทศไทย
ราคา Pool gas ในปี 2024 ปรับตัวตามราคาพลังงานอ้างอิงที่สูงขึ้นในปี 2024 จากอุปสงค์โดยรวม
ที่มากขึ้น ส่วนระยะกลางในปี 2025-2027 คาดว่าราคาจะมีแนวโน้มลดลง เนื่องจากราคาก๊าซ
ในตลาดโลกอ้างอิงที่มีแนวโน้มลดลงและจากปัจจัยเสริมต่าง ๆ ในประเทศ อาทิ
• การเพิ่มขึ้นของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เช่น จากหลุมก๊าซ เอราวัณ G1/61
• เปิดให้มีผู้นาเข้าก๊าซธรรมชาติหลายราย เพื่อเพิ่มการแข่งขันในตลาด
• นโยบายภาครัฐที่มีการเพิ่มสัดส่วนก๊าซมีเทนที่ได้จากโรงแยกเข้า Pool gas มากขึ้น
คาดการณ์ Natural gas price (JKM)
หน่วย : USD/ mmBTU
17
14
11
9
0
5
10
15
20
2025F
2024F 2026F 2027F
โครงสร้าง Pool gas

11. 11
SCB EIC Industry insight : Power overview
ภาครัฐมีแนวโน้มนาก๊าซมีเทนจาก GSPs ที่อยู่นอกกลไก Pool gas price เข้ามาเพิ่มสัดส่วนก๊าซจากอ่าวไทย
ใน Pool gas เพื่อส่งผลให้ Pool gas price ลดลง ยังผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และกระทรวงพลังงาน
โครงสร้าง Pool gas

12. 12
SCB EIC Industry insight : Power overview
Pool gas price มีแนวโน้มปรับตัวลดลงในระยะกลาง ผลจากทั้ง 1. ราคาก๊าซโลกที่มีแนวโน้มลดลงในระยะกลาง
2. สัดส่วนของ Gulf gas ที่มีแนวโน้มที่มากขึ้น และ 3. การพยายามลดต้นทุนพลังงานของรัฐบาลใหม่
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team
Year
No action ลดราคา Gulf gas ให้ไม่เกิน 305 บาทต่อ MMBTU ดึงก๊าซมีเทนจาก GSP
%
Gulf gas
Pool gas
price
(บาทต่อ
mmBTU)
คาอธิบาย %
Gulf gas
Pool gas
price
(บาทต่อ
mmBTU)
คาอธิบาย %
Gulf gas
Pool gas
price
(บาทต่อ
mmBTU)
คาอธิบาย
Sep-Dec
2023
(Q4/23)
47% 358
Gulf gas ได้รวมถึง
การเพิ่มปริมาณก๊าซ
จากเอราวัณเป็น 600
MMSCFD ในเดือน
ธ.ค. 2023
47%
305
• Gulf gas ได้รวมถึงการเพิ่มปริมาณก๊าซ
จากเอราวัณเป็น 600 MMSCFD ในเดือน
ธ.ค. 2023
• มีการปรับลดราคาก๊าซในส่วนของ ปตท.
ลงอยู่ในช่วง 110-120 บาทต่อ MMBTU
49% 352
• Gulf gas ได้รวมถึงการเพิ่มปริมาณ
ก๊าซจากเอราวัณเป็น 600 MMSCFD
ในเดือน ธ.ค. 2023
• นาก๊าซมีเทนที่ได้จาก Gas separation
plant (GSP) นาเข้ากลับมาที่ Pool
gas
2024 54% 337
Gulf gas ได้รวมถึง
การเพิ่มปริมาณก๊าซ
จากเอราวัณ G1/61
เป็น 800 MMSCFD
ในเดือน เมษายน
2024 เป็นต้นไป
54%
• Gulf gas ได้รวมถึงการเพิ่มปริมาณก๊าซจาก
เอราวัณ G1/61 เป็น 800 MMSCFD ใน
เดือน เมษายน 2024 เป็นต้นไป
• มีการปรับลดราคาก๊าซในส่วนของ ปตท. ลง
อยู่ในช่วง 160 บาทต่อ MMBTU
61% 313.5
• Gulf gas ได้รวมถึงการเพิ่มปริมาณก๊าซ
จากเอราวัณ G1/61เป็น 800 MMSCFD
ในเดือน เมษายน 2024 เป็นต้นไป
• นาก๊าซมีเทนที่ได้จาก Gas separation
plant (GSP) นาเข้ากลับมาที่ Pool gas
2025 54% 315 54% • มีการปรับลดราคาก๊าซในส่วนของ ปตท. ลง
อยู่ในช่วง 190 บาทต่อ MMBTU 61% 294.5
• คาดการณ์ว่าราคา Pool gas จะอยู่
ในช่วง 270-300 บาทต่อ MMBTU
จึงสามารถพิจารณา เพิ่ม GSP เป็น
Option ได้
2026 54% 295 54% ไม่ต้องปรับคาดว่าราคา Pool gas จะต่ากว่า
305 บาทต่อ MMBTU 61% 277.6
2027 54% 289 54% ไม่ต้องปรับคาดว่าราคา Pool gas จะต่ากว่า
305 บาทต่อ MMBTU 61% 272.5
แนวโน้มค่า Ft

13. 13
SCB EIC Industry insight : Power overview
หากพิจารณาจากท่าทีของรัฐบาล มีโอกาสที่ค่า Ft อาจมีแนวโน้มอยู่ในระดับต่า เพื่อให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ต่ากว่า
4 บาท/หน่วย ผ่านการชะลอการจ่ายคืนค่า AF และการพยายามปรับลดต้นทุนราคาก๊าซเพื่อผลิตไฟฟ้า
หมายเหตุ : *ค่าไฟฟ้าที่ถูกคานวณจาก Base tariff + Ft โดย Base tariff ที่ใช้เป็นตัวเลขตามประกาศใน Ft Hearing งวดเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023 ที่ 3.7811 บาท/หน่วย
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team & FM team
เลื่อนจ่ายค่า AF
ท่ามกลางต้นทุนพลังงาน
เป็นไปตามราคาตลาด
ลดราคา Gulf gas
พร้อมเลื่อนจ่ายค่า AF
เพิ่มสัดส่วน Gulf gas
ใน Pool gas
พร้อมเลื่อนจ่ายค่า AF
แนวโน้มค่า Ft

14. 14
SCB EIC Industry insight : Power overview
ความเป็นไปได้ที่ Ft ของไทยในปี 2024 อาจอยู่ในระดับต่า หนุนให้ค่าไฟฟ้าอยู่ต่ากว่า 4 บาทต่อหน่วย หากรัฐบาล
ยังคงให้เลื่อนการจ่ายคืน AF พร้อมกดดันให้ Pool gas price อยู่ในระดับต่า ด้วยการเพิ่มปริมาณ Gulf gas
หมายเหตุ : 1/ ค่าไฟฟ้าที่ถูกคานวณจาก Base tariff + Ft โดย Base tariff ที่ใช้เป็นตัวเลขตามประกาศใน Ft Hearing งวดเดือน ก.ย.-ธ.ค. 2023 ที่ 3.7811 บาท/หน่วย
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team & FM team, InnovestX
• ค่า Ft ใน 2024 และในระยะกลางมีแนวโน้มอยู่ในระดับต่า ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ต่ากว่า 4 บาท/หน่วย ผลจาก 1. ต้นทุน Pool
gas price (ต้นทุนราคาก๊าซที่ใช้ผลิตไฟฟ้า) ที่คาดว่าจะลดลง จากทั้งราคาก๊าซโลกที่ทยอยลดลง ค่าเงินบาทที่ทยอยแข็งค่า ท่ามกลาง
สัดส่วนก๊าซจากอ่าวไทยใน Pool gas ที่มีมากขึ้น และ 2. การชะลอ/ขยายเวลาการชาระคืนต้นทุนคงค้าง (AF) ของ EGAT
• ปัจจัยเสี่ยงที่ต้องจับตา ซึ่งอาจมีผลให้ค่า Ft และค่าไฟฟ้าไม่เป็นไปตามที่คาด โดยเฉพาะ
1. นโยบายด้านพลังงานของภาครัฐ อาทิ การแก้ปัญหาภาระหนี้ของ EGAT ที่มีคงค้างอยู่ราว 1.2 แสนล้านบาท ณ สิ้นเดือน ส.ค.
2023 ที่รอการชาระคืน ซึ่งหากภาครัฐกลับมาเก็บ AF จะทาให้ค่าไฟฟ้าไม่ปรับลดลงตามคาด (อย่างไรก็ตาม คาดว่าภาครัฐอาจจะ
กลับมาจัดเก็บในช่วงที่ราคาก๊าซโลกอยู่ในระดับต่าอย่างในปี 2027)
2. ราคาก๊าซโลกที่อาจไม่ทยอยลดลงตามคาด เช่น ความขัดแย้งในอิสราเอล-ปาเลสไตน์ที่กระทบราคาก๊าซโลกในวงกว้าง (ทั้งนี้หาก
ราคา JKM เพิ่มขึ้นมากกว่าคาดในทุก1 ดอลลาร์สหรัฐ/mmBTUอาจส่งผลให้ค่า Ft เพิ่มขึ้นจากคาดการณ์เดิมราว2-3 สตางค์/หน่วย)
3. ค่าเงินบาทที่อาจอ่อนค่ากว่าคาด ซึ่งจะกระทบต่อต้นทุนการนาเข้าก๊าซเพื่อนามาใช้ผลิตไฟฟ้า
• แนวโน้มการลดลงของค่า Ft อาจส่งผลต่อรายได้ของโรงไฟฟ้าในกลุ่มที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft เช่น IU & Private PPA, SPP (Non-
firm) และโรงไฟฟ้า RE บางสัญญา อย่างไรก็ตาม ผลกระทบจะถูกลดทอนลงและอาจไม่รุนแรงเหมือนที่เกิดขึ้นในปี 2022 เนื่องจาก Ft
ที่ลดลงสอดคล้องไปกับต้นทุนก๊าซที่ลดลง (แม้ระยะสั้นจะเผชิญความเสี่ยงจากเหตุการณ์อิสราเอล-ปาเลสไตล์)
ประมาณการค่า Ft และค่าไฟฟ้าเฉลี่ยในปี 2024-2027
หน่วย : บาท/หน่วย
0.21
0.04
-0.05 -0.09
0.21 0.21 0.21
-0.04
-0.20
0.00
0.20
0.40
ค่
า
Ft
ขายปลี
ก
เฉลี
่
ย
0.15
Base case (ไม่มีการจ่าย AF) Better case (มีการจ่ายคืน AF)
3.99
3.93
3.82
3.99 3.99 3.99
3.74
3.60
3.80
4.00
3.69
2024 (avg)
ค่
า
ไฟฟ้
า
เฉลี
่
ย
1/
2026 (avg)
Sep-Dec 23 2027 (avg)
2025 (avg)
3.73
66.0%
23.0%
9.0%
2.0%
EGAT
PEA/MEA
IU-TH
Others
BGRIM:
Revenue
breakdown
(2Q23)
32.0%
53.0%
0.4%
VSPP
15.0%
IPP
SPP (firm
& non-frim)
IU*
GPSC:
Electricity
sales volume
(1H23)
แนวโน้มค่า Ft
* Higher than normal due to IPP's planned shutdown and low dispatch

15. โอกาสของไทยในการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน Renewable Energy (RE)
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยยังมีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพาะในกลุ่มนอกระบบการไฟฟ้า ปัจจัยสาคัญมาจากการเติบโตอย่างก้าวกระโดดของกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งจาก
กลุ่มที่ผลิตขายลูกค้าโดยตรง (Private PPA) และกลุ่มที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง แนวโน้มในระยะข้างหน้า คาดว่าจะยังเติบโตได้ต่อเนื่อง (แผน PDP ใหม่ที่คาดว่าจะเปิดเผยในปี 2024 อาจเพิ่มการ
ผลิตไฟฟ้าพลังงานลมและแสงอาทิตย์อย่างก้าวกระโดด) สาหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในต่างประเทศก็มีโอกาสเติบโตเช่นกัน ทั้งกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลม
ซึ่งอาจเป็นโอกาสสาหรับผู้ประกอบการไทยในการลงทุนในตลาดต่างประเทศ เช่น ตลาดอินเดียสาหรับกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ ตลาดเวียดนามและไต้หวันสาหรับกลุ่มพลังงานลม

16. 16
SCB EIC Industry insight : Power overview
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของโลกและไทยยังเติบโตอย่างต่อเนื่อง จากนโยบายเพิ่มไฟฟ้าพลังงาน
หมุนเวียน เพื่อรับกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและ Net zero pathway
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC, EPPO, EGAT, Bloomberg และ EIC’s Macroeconomic team
• การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนยังมีแนวโน้มเติบโต ตามความ
ต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากทั้ง
ในและนอกระบบการไฟฟ้าในปี 2023 คาดว่าจะขยายตัวที่ 12%
ขยายตัวได้ดีต่อเนื่องจากช่วง 10 ปีที่ผ่านมาที่เติบโตราว 17% ต่อปี)
โดยเฉพาะกลุ่มนอกระบบการไฟฟ้าที่เพิ่มสัดส่วนต่อเนื่อง
• ปัจจัยสาคัญมาจากการเติบโตอย่างก้าวกระโดดของกลุ่มพลังงาน
แสงอาทิตย์ โดยเฉพาะในกลุ่มนอกระบบที่ขยายตัวเกือบ 140% ต่อปี
ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา (ซึ่งได้แรงหนุนจากกลุ่มที่ผลิตเพื่อขายลูกค้า
โดยตรง หรือ Private PPA และกลุ่มที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง)
• แนวโน้มในระยะข้างหน้า คาดว่าจะยังเติบโตได้ต่อเนื่อง หาก
พิจารณาจากแผน PDP ใหม่ที่คาดว่าจะเปิดเผยในปี 2024 ซึ่งกาลัง
การผลิตของพลังงานแสงอาทิตย์และลมอาจเพิ่มขึ้นมากจากแผนเดิม
(PDP2018Rev1) ขณะที่การผลิตไฟฟ้าจาก Biomass/Gas/Waste
มีโอกาสน้อยที่จะเติบโตสูงเหมือนช่วงปี 2012-2018 เนื่องจากในปัจจุบัน
วัตถุดิบที่นามาผลิตไฟฟ้าสามารถนาไปใช้ในอุตสาหกรรมอื่น ๆ ที่มี
มูลค่าสูงกว่าได้ ผนวกกับราคารับซื้อไฟ PPA ที่ไม่จูงใจเหมือนในอดีต
• การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของโลกก็มีแนวโน้มเติบโต
เช่นกัน (กาลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2024 เติบโต
20%YOY และในระยะกลางขยายตัว 24%CAGR) โดยเฉพาะกลุ่ม
แสงอาทิตย์ ส่วนหนึ่งมาจากเป้าหมายการลด GHG ของทั่วโลก
ภาพรวมภาวะธุรกิจ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน RE 1/ มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นได้ โดยเฉพาะแสงอาทิตย์และลม หากพิจารณาจากแผน PDP ใหม่ที่อาจเกิดขึ้น
หน่วย : กาลังการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ตามแผน PDP และตามการผลิตจริง (GW)
5.1
7.0
0.12
2023
9.9
3.7
2037
24.8GW
12.8
2031
17.0
2029
57.1GW
15.9GW
PDP2018Rev1
PPA
Award (Apr23)
Adding (PDP2024)
COD
Next proposal
กาลังการผลิตที่มีการดาเนินการแล้ว
(COD) และเตรียมดาเนินการ
(ขั้นตอนเซ็น PPA & Award)
2/
ประเด็นสาคัญที่จะส่งผลต่อภาวะธุรกิจ
(Key themes to monitor)
กลุ่มโรงไฟฟ้าที่อาจได้รับผลกระทบ
จากประเด็นสาคัญข้างต้น
• แนวทางของนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาลไทย ซึ่งอาจมีผลกระทบ
ต่อค่า Ft ซึ่งจะมีผลต่อโรงไฟฟ้าพลังงาน RE ที่รายได้อ้างอิงกับ Ft
• แผน PDP ใหม่ ที่คาดว่าจะเผยแพร่ภายในปี 2024 โดยเฉพาะการ
เปลี่ยนแปลงใน Energy mixed ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
• นโยบาย Third Party Access (TPA) หนึ่งในปัจจัยที่เพิ่มโอกาสการ
เติบโตของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน RE โดยเฉพาะ Private PPA
โรงไฟฟ้า RE ในกลุ่มที่รายได้อ้างอิงกับค่า Ft เช่น
Private PPA, SPP&VSPP (โดยเฉพาะกลุ่ม
Biomass/gas ที่มีต้นทุนอิงกับวัตถุดิบการเกษตร)
RE Opportunity
หมายเหตุ : 1/ เฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ ลม และ Biomass/Biogas/Waste
2/ เปิดเผยโดยตัวแทนของ EPPO จากงานสัมมนา ASEAN Sustainable Energy Week 2023 และ IEEE Power & Energy: Solar rooftop

17. 17
SCB EIC Industry insight : Power overview
จับตาแผน PDP ใหม่ ที่มีแนวโน้มเพิ่มเป้าหมายกาลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นอย่างก้าว
กระโดด จากแผน PDP2018Rev1 หนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยให้มีแนวโน้มเติบโต
หมายเหตุ : 1/ เฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ ลม และ Biomass/Biogas/Waste โดยข้อมูลในระบบ 3 การไฟฟ้า ถูกประมาณการจากปริมาณการใช้ไฟฟ้าของระบบ 3 การไฟฟ้ากับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของระบบการไฟฟ้า
2/ เปิดเผยโดยตัวแทนของ EPPO จากงานสัมมนา ASEAN Sustainable Energy Week 2023 และ IEEE Power & Energy : Solar rooftop
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และ EPPO
ปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากพลังงาน RE1/ เติบโตได้ดีต่อเนื่อง
หน่วย : ‘000 GWh
• การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในไทยยังมีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพาะในกลุ่มนอกระบบการไฟฟ้าที่เพิ่มสัดส่วนอย่างต่อเนื่อง
• ปัจจัยสาคัญมาจากการเติบโตอย่างก้าวกระโดดของกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ โดยเฉพาะในกลุ่มนอกระบบที่ขยายตัวเกือบ 140%
ต่อปี ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา (ซึ่งได้แรงหนุนจากกลุ่มที่ผลิตเพื่อขายลูกค้าโดยตรง หรือ Private PPA และกลุ่มที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง)
แนวโน้มในระยะข้างหน้า คาดว่าจะยังเติบโตได้ต่อเนื่อง หากพิจารณาจากแผน PDP ใหม่ที่คาดว่าจะเปิดเผยในปีหน้า กาลังการ
ผลิตของกลุ่มแสงอาทิตย์เพิ่มขึ้นอย่างมากจากแผนเดิม รวมถึงกลุ่มพลังงานลมด้วย
• การผลิตไฟฟ้าจาก Biomass/Gas/Waste มีข้อจากัดในการเติบโต โดยมีโอกาสน้อยที่จะเติบโตสูงเหมือนช่วงปี 2012-2018 ที่ได้
แรงหนุนจากทั้งราคาสินค้าเกษตรที่ถูก ราคารับซื้อไฟและ Adder ในสัญญา PPA ที่อยู่ในระดับสูง ขณะที่ในปัจจุบันวัตถุดิบที่นามา
ผลิตไฟฟ้าสามารถนาไปใช้ในอุตสาหกรรมอื่น ๆ ที่มีมูลค่าสูงกว่าได้ ผนวกกับราคารับซื้อไฟ PPA ยังไม่จูงใจ สะท้อนได้จากการ
ประมูลการรับซื้อไฟ RE ล่าสุดเมื่อเดือน เม.ย. 2023 ที่ไม่มีเอกชนเข้าประมูลโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Biomass/Gas/Waste
24%
2015
88%
2011
5
23%
17
77%
12%
22%
78%
2019
76%
2022
25%
75%
7M2023
10
25 26
+16.7%
ในระบบ 3 การไฟฟ้า
นอกระบบ
2011
11.0%
2.9%
5.2%
2019
2015
11.3%
2022
12.0%
7M2023
% ของปริมาณการใช้ไฟฟ้าทั้งหมด (รวมนอกระบบ)
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน RE1/ ยังมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นได้อีกมาก โดยเฉพาะแสงอาทิตย์และลม หากพิจารณาจากแผน PDP ใหม่
หน่วย : กาลังการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ตามแผน PDP และตามการผลิตจริง (GW)
7.0
5.1
0.12
3.7
9.9
2023
24.8GW
12.8 17.0
2029 2031 2037
15.9GW
57.1GW
PDP2018Rev1
PPA
Adding (PDP2024)
COD
Award (Apr23)
Next proposal
กาลังการผลิตที่มีการดาเนินการแล้ว
(COD) และเตรียมดาเนินการ
(ขั้นตอนเซ็น PPA & Award)
2/
RE Opportunity – Thailand

18. 18
SCB EIC Industry insight : Power overview
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของทั่วโลกมีแนวโน้มเติบโต โดยเฉพาะจากพลังงานแสงอาทิตย์
ปัจจัยผลักดันส่วนหนึ่งมาจากเป้าหมายการลด GHG ของหลายประเทศทั่วโลก
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ BloombergNEF และ Bloomberg
กาลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน RE (เฉพาะลม แสง และ Biomass) ของโลกมีแนวโน้มเติบโต
หน่วย : Cumulative Installed Capacity (MW)
ประเทศโดยส่วนใหญ่มุ่งเน้นการเติบโตของกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์มากกว่าพลังงานลม
หน่วย : %CAGR (เฉพาะประเทศที่มี New build capacity สะสมปี 2023-2027 มากกว่า 1GW + Singapore)
2015
33%
64%
764
43%
54%
13%
48%
33%
8%
3%
5%
37%
58%
6%
Biomass
35%
5%
Wind
2024
1,665 Solar
2027
39%
54%
2020 2022
61%
2023
2,820
2,337
3,379
6,392
17% +21%
+20%
24%
2022
22%
2027
31%
12%
28%
2023
2020
2015
35%
2024
50%
% RE (Solar, Wind, Biomass) to total Installed Capacity
-50
0
50
100
150
-10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Thailand
Next 5Y growth of cumulative solar capacity
Next
5Y
growth
of
cumulative
wind
capacity
Global
China
India
Taiwan
Vietnam
S.Korea
Bangladesh
Philippines
Indonesia
Singapore
Global APAC America Europe Africa/M.East
45
214
107 75 75 42 29 27 22 19
Germany
US Italy
China India Brazil Spain Japan S.Africa Netherlands
1,233
67
24 19 17 11 10 10 9 8
US Taiwan
Brazil
Germany India
China Spain
UK
311
France Vietnam
Cumulative
new
build
capacity
in
next
5Y
(2023-27,
GW):
Top
10
countries
RE Opportunity – Global Investment

19. 19
SCB EIC Industry insight : Power overview
ผู้ประกอบการไทยยังคงหาโอกาสจากการลงทุนในต่างประเทศ โดยเฉพาะในกลุ่มพลังงานหมุนเวียน
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ Analyst presentation of each players
Countries Conventional Solar Wind Hydro Grids
Others
เช่น ธุรกิจบารุงรักษา
CLMV
CLM
Vietnam
ASEAN-5
SG+MY
ID+PH
N
Asia
CN+TW
JP+KR
APAC
India
Australia
Others
US
Europe
M.East+Africa
RE Opportunity - Grids

20. 20
SCB EIC Industry insight : Power overview
ศักยภาพของโครงสร้างพื้นฐานด้าน Grids หนึ่งความท้าทายสาคัญที่มีผลต่อการเติบโตของไฟฟ้าจากพลังงาน
หมุนเวียน ทาให้หลายประเทศให้ความสาคัญและมีการลงทุนเพิ่มเพื่อรับกับการเติบโตของพลังงานหมุนเวียน
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ BloombergNEF, Bloomberg และ IEA
ทั่วโลกยังต้องการการลงทุน Grids จานวนมากเพื่อนาไปสู่เป้าหมาย Net zero
หน่วย : Global annual grid capex (bn USD) • ความต้องการการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีแนวโน้มเติบโตมาก
ส่วนหนึ่งมาจากเป้าหมายของหลายประเทศที่ต้องการเข้าสู่การเป็น Net zero
ภายในปี 2050
• อย่างไรก็ตาม อุปสรรคหรือความท้าทายสาคัญ คือ ศักยภาพของ Grids ต้อง
ดีพอที่จะรับกับปริมาณไฟฟ้าที่ถูกผลิตจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งในแง่ของ
โครงข่ายเชื่อมต่อ (Transmission) และการกระจายไฟฟ้า (Distribution)
• โอกาสในการเติบโตไปกับสังคมพลังงานสีเขียว จึงไม่ได้จากัดอยู่เพียงแค่การ
ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่านั้น แต่ยังมีกลุ่มธุรกิจโครงสร้างพื้นฐาน
ด้าน Grid ซึ่งอาจเป็นหนึ่งโอกาสสาหรับผู้ประกอบการไทยที่จะใช้ประโยชน์
จากการเข้าไปลงทุนในต่างประเทศหรือ Connection ที่มีอยู่แล้วในต่างประเทศ
274
424
592 506
871
2050 (NZS)
2030 (NZS)
2022 (Actual
expenditures)
2030 (ETS) 2050 (ETS)
CAGR 6-10% from 2022 CAGR 1-2% from 2030
Remark: Economic Transition Scenario (ETS) is assessment of how the energy sector may evolve from today based on cost-based
technology changes while Net Zero Scenario (NZS) describes an economic-led evolution of the energy economy to meet net-zero
emission in 2050 with no overshoot or reliance on carbon removal technologies post-2050
3.9 3.8
2.1
0.8 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2
Mexico
Brazil
US China Germany
India Canada France
Japan
Italy UK Poland Iberia Australia S.Korea
Global grid investment in 2022-2050 (tn USD): Top 15 countries
RE Opportunity - TPA Policy

21. 21
SCB EIC Industry insight : Power overview
นโยบาย Third Party Access (TPA) หนึ่งในปัจจัยหนุนที่ช่วยเพิ่มโอกาสการเติบโตของการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียน โดยเฉพาะตลาด Private PPA รวมถึงสังคม Prosumer & P2P Platform
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และกระทรวงพลังงาน
EGAT MEA
PEA
Business
Business/Residentials
Business/Residentials
Industrials
(Private PPA)
โครงข่ายไฟฟ้าในปัจจุบัน ประยุกต์ TPA ในโครงข่ายไฟฟ้า
• การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RE) ของไทยในปัจจุบันยังมีสัดส่วนที่ต่า ส่วนหนึ่งมาจากข้อจากัดในการขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน/ผู้ใช้ไฟฟ้าด้วยกันที่ยังมี โดยตลาดการผลิตไฟฟ้า RE ยังกระจุกอยู่ในรูปแบบ Public PPA (ผลิตไฟฟ้าเพื่อขายให้
การไฟฟ้า เช่น EGAT ซึ่งปัจจุบันยังรอการเปิดประมูลใหม่) Private PPA (จากัดอยู่ภายในนิคมฯ หรือการติดตั้ง Solar rooftop บนอาคารของผู้ซื้อไฟฟ้า) และ Self consumption (จากัดอยู่ในผู้ใช้ไฟบางกลุ่ม เช่น การติดตั้ง Solar PV ต้องมี Scale
ที่ใหญ่คุ้มค่าการติดตั้งและมีข้อจากัดในการขายไฟส่วนเหลือให้ผู้อื่นได้)
• นโยบาย TPA จะเป็นหนึ่งปัจจัยที่ช่วยปลดล็อกข้อจากัดของการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน หนุนให้การเติบโตของตลาดการผลิตไฟฟ้าจาก RE เติบโตมากขึ้น โดยนโยบาย TPA จะทาหน้าที่ช่วยเชื่อมต่อหรือส่งต่อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนไปยังผู้ใช้
ไฟฟ้าที่อยู่ในนอกพื้นที่ หรืออยู่ห่างไกลกันได้ง่ายขึ้น ส่งผลให้สามารถใช้ประโยชน์ได้มากขึ้นในพื้นที่ที่มีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าพลังงาน RE เช่น พื้นที่ศักยภาพในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ/ภาคกลางตอนบน/เหนือตอนล่างที่มีความเหมาะสมในการผลิต
ไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ สามารถตั้งโรงไฟฟ้าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าเข้มข้นอย่างภาคตะวันออกได้ โดยไม่ต้องรอการประมูล Public PPA ทั้งนี้ผู้ผลิตไฟฟ้าจาเป็นต้องจ่ายค่าบริการสายส่งตามจุดเชื่อมต่อในระดับกาลังไฟฟ้า (HV, MV และ LV) ซึ่งมี
ค่าบริการอยู่ในกรอบ 0.65-1.3 บาท/กิโลวัตต์/ชั่วโมง (อ้างอิงตามแผน TPA)
• อย่างไรก็ตาม ยังต้องติดตามการดาเนินการเชิงพาณิชย์ของนโยบาย TPA (โดยหน่วยงานด้านการไฟฟ้ามีรายละเอียดของนโยบายแล้ว) ทั้งนี้ล่าสุด ERC เพิ่งประกาศเปิดรับผู้เข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ระยะที่ 2 ภายในเดือน ต.ค. (หลังจาก
ประกาศไปเมื่อเดือน ส.ค. 2022 ซึ่งมีโครงการเกี่ยวกับ TPA อยู่ด้วย) โดยมีระยะเวลาดาเนินการในโครงการ 1 ปี ดังนั้น การดาเนินการเชิงพาณิชย์ของนโยบาย TPA อาจเกิดขึ้นได้หลังจากโครงการใน ERC Sandbox ระยะที่ 2 ดาเนินการเสร็จสิ้นลง
RE Opportunity - TPA Policy

22. 22
SCB EIC Industry insight : Power overview
ตัวอย่าง การผลิตไฟฟ้าจากพื้นที่ศักยภาพเพื่อทาสัญญาซื้อขาย
กับผู้ใช้ไฟฟ้าเอกชนโดยตรง ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และกระทรวงพลังงาน
Solar farm
ในพื้นที่นครราชสีมา
Private PPA
โรงงานอุตสาหกรรม
ในพื้นที่ชลบุรีที่ต้องการ
ใช้ไฟฟ้าสีเขียว
โครงข่ายการไฟฟ้า
ค่าบริการอยู่ในกรอบ
0.65-1.3 บาท/กิโลวัตต์/ชั่วโมง
RE Opportunity – Smart grid

23. 23
SCB EIC Industry insight : Power overview
ไทยมีแผนการใช้ Smart grid ตามแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้า PDP ซึ่งมีส่วนช่วยเสริมประสิทธิภาพ
ของการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานต่าง ๆ กับการใช้ไฟฟ้าได้ดีขึ้น
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ ERC และกระทรวงพลังงาน
ประโยชน์และการประยุกต์ใช้ Smart grid Pilot project ของการใช้ Smart grid ในประเทศไทย
• กระทรวงพลังงานได้กาหนดแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart grid)
ของไทย ระยะยาว 20 ปี พ.ศ.2558-2579 (งบลงทุน 1.99 แสนล้านบาท) แบ่งเป็น 3 ระยะ คือ
✓ระยะสั้น พ.ศ.2560-2564 ซึ่งเป็นช่วงของการค้นคว้าทดลองทาโครงการต่าง ๆ
✓ระยะปานกลาง พ.ศ.2565-2574 ซึ่งเป็นช่วงนาสิ่งวิจัยทดลองไปสู่ประชาชน
✓ระยะ 3 พ.ศ. 2575-2579 เป็นช่วงที่พร้อมปฏิบัติได้จริง ซึ่งแผน Smart grid ได้บรรจุอยู่ใน
แผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 หรือ PDP2018
• โครงการนาร่องการพัฒนา Smart grid ที่จังหวัดแม่ฮ่องสอน ที่มีระบบผลิตไฟฟ้าด้วย
แสงอาทิตย์ หรือ โซลาร์ฟาร์ม ร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (Battery Energy
Storage System : BESS) ที่พร้อมจ่ายไฟเสริมความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้า วงเงิน 265 ล้านบาท
บนพื้นที่ 45 ไร่ โดยใช้พื้นที่ 40 ไร่ในการติดตั้งโซลาร์ฟาร์ม ขนาดกาลังผลิต 3 เมกะวัตต์ อีกแห่ง
หนึ่ง ที่มาพร้อมแบตเตอรี่ 4 เมกะวัตต์
RE Opportunity – Smart grid

24. ประเด็น ESG เป็นแรงกดดันให้โรงไฟฟ้าปรับตัว
ธุรกิจโรงไฟฟ้าจะมุ่งเน้นให้ความสาคัญด้านสิ่งแวดล้อม (Environment) ทั้งนี้ในปัจจุบันพลังงานที่ใช้ผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล และยังมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG)
จากการผลิตไฟฟ้าทั่วโลกมากถึง 31% ส่วนประเทศไทยนั้นมีสัดส่วนการปล่อย GHG จากการผลิตไฟฟ้าประมาณ 24% ขณะที่หลายประเทศทั่วโลก รวมถึงไทยพยายามปรับลดการปล่อย GHG
เพื่อนามาสู่เป้าหมาย Net zero emission ทาให้ผู้ผลิตไฟฟ้าในไทยมีการปรับตัวให้การผลิตไฟฟ้าลดการปล่อย GHG ลดลง และเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และยกเลิก
การสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน รวมถึงนาเทคโนโลยีใหม่ ๆ มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าในช่วงการเปลี่ยนผ่าน เช่น CCUS, Low-carbon hydrogen และ Ammonia, Energy storage system

25. 25
SCB EIC Industry insight : Power overview
โลกได้ให้ความสาคัญกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สะท้อนจากเงินลงทุนในกลุ่ม Renewable
energy ที่อยู่ในสัดส่วนสูงเมื่อเทียบกับ Sector อื่น ๆ
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ IEA World Energy Outlook 2022 และ IEA World Energy Investment 2023
แนวโน้มการลงทุนใน Conventional energy และ Non-Conventional energy
หน่วย : Billion USD
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแต่ละประเภททั่วโลก
หน่วย : Terawatt-hour (TWh)
การลงทุนที่เพิ่มขึ้นอย่างก้าวกระโดดของพลังงานหมุนเวียน เพื่อรองรับการกาหนดเป้าหมายด้านลด GHG และ
ส่งเสริมความมั่นคงทางด้านพลังงานในแต่ละประเทศ ทั้งนี้เพื่อไม่เป็นการพึ่งพาพลังงานเฉพาะแค่จากเชื้อเพลิงฟอสซิล
ที่มีราคาผันผวนและคาดการณ์ได้ยาก เมื่อเกิดวิกฤติต่าง ๆ ที่มีผลกระทบต่อราคาเชื้อเพลิงที่มากจากฟอสซิล
อย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ตั้งแต่ 2016 จนถึง 2030 การลงทุนในส่วนของพลังงานหมุนเวียนและพลังงานคาร์บอนต่ามีอัตรา
การเติบโตอย่างมาก (สะท้อนจากเม็ดเงินลงทุนในกลุ่ม Non-conventional energy) ในทางกลับกันการลงทุน
ใน Conventional energy ก็มีแนวโน้มลดลง
แนวโน้มการลงทุนใน Conventional energy และ Non-conventional energy
5%
795
2016-2020
11%
43%
620
33%
55% 52%
2021-2025F
3%
43%
54%
452
2026F-2030F
1%
2%
89%
0%
10%
2016-2020
87%
9%
3%
2021-2025F
85%
7%
857
5%
2%
2026F-2030F
367
1,500
*มูลค่าการลงทุนรวม 5 ปี
*มูลค่าการลงทุนรวม 5 ปี
Coal
Natural gas
Oil
Conventional energy
Renewables
Nuclear
Fossil fuels with CCUS
Batteries
Non-conventional energy
การผลิตพลังงานจะมุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ในสัดส่วนที่มากขึ้น อาทิ Solar PV , Wind energy และพลังน้า
(Hydropower) และการใช้พลังงานจากแหล่งที่คาร์บอนต่า
(Low-carbon) รวมถึงการกักเก็บคาร์บอนด้วย
0%
4%
2030
3%
22%
0%
73,184
2021
1%
2050
6%
15%
14%
2%
15%
12%
17%
2%
23%
1%
37,668
2%
0%
23%
7%
0%
38%
10%
0%
28,271
36%
9%
13%
43%
9%
2%
Solar PV
Hydrogen and ammonia
Wind
Other renewables
Hydropower
Nuclear
Fossil fuels with CCUS
Oil
Coal
Natural gas
ESG

26. 26
SCB EIC Industry insight : Power overview
อีกกระแสการปรับตัว คือ การลงทุนใน Energy Storage System (ESS) เพื่อเสริมประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้า
การลงทุนใน CCUS เพื่อลดการปล่อย CO2 ของโรงไฟฟ้าดั้งเดิม และการลงทุนผลิต Low-carbon hydrogen
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ World Energy Investment 2023 – IEA
Low-Carbon Hydrogen
Energy Storage System (ESS) Carbon capture, utilization and storage (CCUS)
หน่วย : Million tons CO2 หน่วย : Million tons Hydrogen
หน่วย : Giga Watts
2,990
1,780
12,400
590
3,100
18
46
2020
10,300
2030
26,600
2040
3,054
12,670
42,100
Public EV charging
Renewables installed capacity
Battery Storage
เทคโนโลยีการจัดเก็บพลังงาน สามารถใช้ประโยชน์ในการจัดการพลังงานโดยเฉพาะ
อย่างยิ่งการเชื่อมต่อกับระบบจ่ายไฟฟ้าสารองเพื่อจ่ายไฟฟ้าในช่วง Peak load ซึ่งเป็น
การเพิ่มผลิตภาพและเสถียรภาพสอดคล้องกับการเติบโตของความต้องการพลังงาน
นอกเหนือจากนี้ Energy Storage System (ESS) ยังเป็นเทคโนโลยีที่สนับสนุนให้เกิด
การเชื่อมต่อและการกระจายไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานหมุนเวียนไปยัง Grid จนถึงผู้ใช้
ไฟฟ้าเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนด้วย
ความท้าทาย : ด้านต้นทุนการลงทุนใน Capital cost ที่ยังมีราคาสูง
เนื่องจากส่วนประกอบของลิเทียมที่มีมูลค่าสูง จึงเป็นปัจจัยสาคัญ
ต่อการประเมินความคุ้มค่าการลงทุน
เทคโนโลยีการดักจับคาร์บอนและนามาใช้ประโยชน์ จากการปลดปล่อยคาร์บอนสู่ชั้นบรรยากาศ
ในปริมาณสูงมีแนวโน้มการเติบโตสอดคล้องกับแผนการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ อาทิ
การนามาใช้สาหรับการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิง ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ รวมถึงการนามาใช้ดักจับ
คาร์บอนจากการปล่อยคาร์บอนจากภาคอุตสาหกรรม เพื่อนาคาร์บอนที่ได้ดังกล่าวกักเก็บและ
นาไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตเชื้อเพลิง อาทิ เมทานอล หรือ มีเทนและก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น
ความท้าทาย : 1. ด้านเทคโนโลยีที่อยู่ในช่วงการทดสอบในระดับ Pilot scale
2. ความคุ้มค่าในการลงทุน และ Economy of scale ของกาลังการผลิตที่เหมาะสม
30 455
2,800
430
1,430
375
1,355
170
630
150
625
70
410
3
1,650
3
1
3
0
2020 2030 2040
40
7,250
Merchant hydrogen production
Power
Industry
Non-biofuels production
Biofuels production
Removal by direct air capture
9
150
520
78
62
2040
8
2020 2030
528
87
212
Conventional Hydrogen
Low-Carbon hydrogen
ความต้องการไฮโดรเจนทั่วโลกเพิ่มขึ้นจากที่น้อยกว่า 90 ล้านตันในปี 2020
เป็น 200 ล้านตันในปี 2030 โดยสัดส่วนของไฮโดรเจนคาร์บอนต่าเพิ่มขึ้นจาก
10% ในปี 2020 เป็น 70% ในปี 2030 ซึ่งมากกว่าครึ่งของการผลิตไฮโดรเจน
คาร์บอนต่าผ่านกระบวนการ Electrolysis และ CCUS ของถ่านหินและก๊าซ
ธรรมชาติ ซึ่งนามาใช้ในอุตสาหกรรมต่าง ๆ อาทิ การผลิตไฟฟ้า การกลั่น
การก่อสร้างและการเกษตร ขนส่ง และอุตสาหกรรม
ความท้าทาย : ยังอยู่ในช่วงการพัฒนาในระดับ Pilot scale อาทิ
Electrolyzer จากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงเทคโนโลยีการผลิต
จาก Biogas และ Biowaste เป็นต้น ทั้งนี้เทคโนโลยีดังกล่าว
ยังมีต้นทุนการลงทุนสูงในปัจจุบัน
ESG

27. 27
SCB EIC Industry insight : Power overview
Carbon capture utilization and storage (CCUS)
Electrolyzer
Hydrocarbon H2 / NH3
NH3
H2
Renewable power H2
Carbon capture utilization and storage (CCUS)
NG
Coal
การทดแทนถ่านหินด้วยเชื้อเพลิงคาร์บอนต่า (Low-carbon fuel) ช่วยลด Emission issue ในการผลิตไฟฟ้า
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ EIA และ Wood Mackenzie
แผนภาพ Supply chain เบื้องต้นไฮโดรเจนและแอมโมเนีย เพื่อป้อนผสม (Co-firing) ในการผลิตไฟฟ้า
ราคาของไฮโดรเจนจากแหล่งต่าง ๆ เพื่อป้อนผสม Natural gas ในการผลิตไฟฟ้า
หน่วย : USD/GJ
ราคาของแอมโมเนียจากแหล่งต่าง ๆ เพื่อป้อนผสม Coal ในการผลิตไฟฟ้า
หน่วย : USD/GJ
Coal & NG
power movement
การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลมีแนวโน้ม
ลดลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งโรงไฟฟ้าถ่านหิน
ที่จะหยุดการสร้างใหม่ ขณะเดียวกัน จะมีการ
นาแอมโมเนียมาเป็นเชื้อเพลิงเสริมและ
ติดตั้ง CCS ซึ่งจะช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือน
กระจกของโรงไฟฟ้าถ่านหินได้มากถึง 95%
ซึ่งปัจจุบันมีการเริ่มป้อนผสมแล้วที่ญี่ปุ่น
ในสัดส่วน 15%-60%
16 15
22 19
33
18
5 6
8 7
12 11 11
23 2523 29 26
48
33
3 5
13
15 18 16
22
37
ความท้าทายในการนา Low carbon
hydrogen และ Low carbon ammonia
มาใช้ใน Commercial scale
• ปัจจัยที่เร่งการปรับปรุงการผลิตไฟฟ้า
จากนโยบาย Carbon tax กรณีใช้ถ่าน
หินในการผลิต
• ปัจจัยเร่งจากมูลค่าของ Carbon
credit ที่สูงขึ้น
• มาตรการ CBAM ที่หนุนการ
ใช้ไฟฟ้าที่ปล่อยคาร์บอนต่าแทนไฟฟ้า
ที่มาจากฟอสซิล
ESG
72% was from natural gas-based steam reforming,
26% from coal gasification, about 1% from oil products and a fraction of a percent point from electrolysis

28. 28
SCB EIC Industry insight : Power overview
การตอบรับนโยบาย ESG ของกลุ่มธุรกิจโรงไฟฟ้า โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าที่ใช้พลังงานจากฟอสซิลในไทยที่ทยอย
ปรับตัวเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจาก RE
Player Renewable
energy CCUS Low-carbon Hydrogen Energy storage Fuel cell Nuclear
ดาเนินการแล้ว และมีเป้าหมายประกาศชัดเจน กาลังศึกษาเทคโนโลยีและความเป็นไปได้ ไม่มีแผนการศึกษาและดาเนินงาน
เริ่มดาเนินการแล้วที่โรงไฟฟ้า
กังหันลมลาตะคอง
(Wind+ Electrolyzer)
เริ่มดาเนินการเป็นโครงการ
นาร่อง Smartgrid
โดยใช้ Solar+BESS
เริ่มดาเนินการแล้วที่
โรงไฟฟ้ากังหันลม
ลาตะคลอง (Wind+
Fuelcell)
ศึกษาเทคโนโลยี เพื่อนามาใช้ในการบรรลุเป้าหมาย Zero
carbon emission ในปี 2593 โดยนามาใช้ Ammonia +
Hydrogen เป็นเชื้อเพลิงผสมใน Coal-fired
ศึกษาเทคโนโลยีและความเป็นไป
ได้ในการลงทุน ตามแผน
การเพิ่มโอกาสทางธุรกิจภายใน
2028-2033 (5-10 ปีจาก 2023)
มีเป้าหมายขยายกาลังการผลิต
แบตเตอรี่ ที่โรงงาน
ในจีนและญี่ปุ่น
RE ≥ 40% of total
capacity by 2035
RE  50% of power
generation by 2030
RE 25% of total
capacity by 2027
RE 15% of total
capacity by 2025
RE 30% of power
generation by 2030
RE 50% of total
capacity by 2030
RE 26% and 30% of
power generation
by 2025 and 2027
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลเผยแพร่บริษัทในตลาดหลักทรัพย์ (ตามรายงาน 2022 Sustainability report ของแต่ละบริษัท) และกฟผ.
ESG

29. โอกาสจาก Green (Sustainable) Bond & Loan และมาตรการ Thailand Taxonomy ระยะที่ 1
ภาคการเงินทั่วโลกและไทยได้มีการตอบรับนโยบาย ESG โดยส่งเสริม Green (Sustainable) Bond & Loan ให้กับโครงการพลังงานหมุนเวียน และนา Taxonomy
มาใช้สาหรับการจัดกลุ่มกิจกรรมที่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างจริงจัง โดยประเทศไทยได้เริ่มนา
Thailand Taxonomy มาใช้แล้วในภาคการขนส่ง และภาคการผลิตไฟฟ้าที่เรียกว่า Thailand Taxonomy ระยะที่ 1

30. 30
SCB EIC Industry insight : Power overview
ตลาดพันธบัตรเป็นอีกหนึ่งในแหล่งระดมเงินทุนสาคัญเพื่อการลงทุนในเทคโนโลยีสะอาดของกลุ่มธุรกิจโรงไฟฟ้า
โดยผู้ประกอบการในไทยก็ให้ความสาคัญในการระดมทุนผ่านช่องทางนี้มากขึ้น
ที่มา : การวิเคราะห์โดย SCB EIC จากข้อมูลของ BloombergNEF และ Bloomberg
สัดส่วนของพันธบัตรเพิ่มสูงขึ้นในการระดมทุนของกลุ่ม RE, Power generation & Utilities
Global sustainable finance in RE, power generation & utilities sectors by bond/loan (bn USD)
ไทยก็หันมาใช้พันธบัตรเป็นแหล่งทุนเพิ่มขึ้นสาหรับ Sustainable finance เช่นเดียวกับโลก
Selected counties’ sustainable finance in RE, power generation & utilities sectors by bond/loan (bn USD)
83%
Sustainability-linked loan
17%
2009-2013
9%
38%
103
22%
Green loan
27%
3%
2014-2018
8%
7%
41%
34
2019-2023YTD
Social bond
2%
Sustainability bond
2004-2008
Sustainability-linked bond
Green bond
53%
90%
0%
320
883
CAGR
2004-2013
CAGR
2014-2023
Bond 36% 28%
Loan 25% 22%
Total 29% 25%
Top 10 countries that have highest cumulative sustainable finance in 2014-2023 (% of global)
US France
6.6%
Netherlands Spain UK Italy China Germany
7.9%
Canada
5.9%
India
21.3%
7.1% 7.0% 6.4% 6.0%
2.6% 2.3%
17%
87%
56%
51%
77%
89%
89%
96%
19%
32%
29%
45%
100%
83%
44%
49%
23%
81%
68%
71%
55%
TH:
2014-18
196.4
11%
US:
2014-18
13%
25.4
Nether:
19-23
Nether:
2014-18
11%
US:
19-23
TH:
19-23
60.7
CN:
2014-18
4%
CN:
19-23
IN:
2014-18
IN:
19-23
SG:
2014-18
SG:
19-23
VN:
2014-18
VN:
19-23
Loan
2.4
Bond
0.9 60.1 69.8 11.4 10.6 16.9 0.2 3.0 1.8
506 425 365
258 234 188
75 67 45
185
50
7
BCPG
GPSC RATCH
EA GULF BGRIM
691
Winchai WHAUP SPCG
Loan
Bond
475
372
Sustainable finance in RE, power generation & utilities sectors
by bond/loan and players in 2019-2023YTD (mn USD, cumulative)
Green bond & Loan